接线分析（共12篇）
接线分析 篇1
1 引言
电能计算装置是电力系统发, 供, 用电三个方面进行销售, 买卖的重要工具, 为计收电量提供有力依据, 所以它与我们的日常生活是密不可分的, 它的准确与否直接关系到供用电双方的经济利益, 随着我国经济的发展用电量日益增多电能计量装置的准确性正确性越来越受到人们重视。不是说电能表和互感器本身精确没有问题, 计量用电就会很准确。如果它们的接线错误, 也同样会导致用电计量装置不准确。所以安装工作人员应该规范安装、定期检查, 因为接线故障导致用电计量装置计量不准确情况还是挺多的, 另外有一些人私自乱接线用来窃电。常见的一些错误接线有一相或者二相反接;电流互感器二次接线相位错误;电压互感器二次相位错误;互感器二次开路、短路、熔丝断路等, 所以检查计量装置的接线是否正确是很必要的一步。
2 接线错误检查前准备与现场检查的步骤
在检查前要将检查用的工具都准备好, 主要有扳手、螺丝刀、钳子、验电笔、铅封钳、万用表、相位表以及绝缘导线、铅封线和铅封, 还有登高用到的工具。查看被检查用户当月和上月的用电量, 进行比较看看变化是不是很大, 在把往年同期的用电情况进行对比, 根据其用电量的变化, 来初步判断该用户是不是有窃电的嫌疑, 进而取证。在检查时工作人员必须穿着标准工作服, 戴绝缘手套, 确保剩余电流动作保护器能够正常工作, 需要高空作业时要做好相应的安全措施。
首先要对计量装置的型号、规格、户号等进行核对是否有问题, 然后检查电能表安装的位置是不是有热源、磁场干扰及剧烈的机械振动等问题。检查进出电能表的接线有没有固定好, 电能表安装的是不是有倾斜, 电能表盖以及接线盒是不是齐全、牢固。之后观察电能表是不正常工作, 听听有没有发出摩擦声和间断性的卡阻声音;用手摸电能表的外壳有振动的感觉, 就有可能是电能表里边的计数器机械传动不平稳。还有就是要查看铅封是不是被破坏或者伪造铅封。最重要的检查就是检查其接线是否正确。
3 计量装置错误接线检查方法
(1) 对于单相电能表来说常见的错误接线检查:如果发现电能表不转, 没有计量电量。判断其可能是电压小勾断开了。这时应该把接线盒打开检查电压小勾的连接状况。如果是中性线与相线接反了, 在正常用电时电能表依然正常转动。虽然看不出什么, 但是用户这时就会利用“一火一地”的方式进行不法窃电, 也比较容易触电。这时我们就要借助万能表在不断开电源的情况下, 测量电能表进线的一号接线端子的对地电压, 测量出的数据如果是正常的220V接线没有问题, 如果测量的读数很小接近零了, 就可以判断接线错误了;如果发现电能表反转, 就有可能是电源和负载线在电能表端子接反了, 导致电流反向进线, 出现这种现象后, 应该把电能表接线盒打开, 把电能表的一号与二号线对换, 这时如果电能表正转, 就说明是接线错误;如果用户在确定没有用电的情况下, 电能表出现潜动现象, 这时就会多计量电量。其原因可能是电压小勾接在电流圈的出线端了。检查时要断开用户所有的用电设备, 观察电能表如果走字现象, 就要打开电能表接线盒检查电压小勾的连接是不是正常。
(2) 对于直接接入式三相四线电能表的接线错误:如果一相的电流或者一相的电压断开了, 导致的后果就是只计量了两相的电量, 也就是说少记了一相电量。但如果是二相电流或二相电压断线了, 其结果是就只计量了一相的电量, 少计量了两相的用电量。如果三相电流或电压断线, 导致的结果就是电能表不转, 计量结果使零。出现了以上情况后, 首先要断开电路, 用万能表测量每相电压进线接线端子与中性线端子间的直流电阻, 万用表如果显示断线, 就说明电能表的这一相有电压断线的错误。或者是在不断开电路的情况下, 按顺序断开每相的电压连接片, 与此同时观察电能表的转速或者脉冲是不是有变化, 如果没有变化就可以断定该相的电压断线, 如果变慢, 该相电压正常。这是对电压断线的检查。对电流检查办法, 同样是在不断开电路的情况下进行, 按次序短接每相的电流接线端子, 同时查看电能表的转速或者脉冲, 如果电能表的转速或者脉冲不变, 就说明该相电流有断线错误, 如果变慢, 就说明该相的电流正常。
当电流进线接反时会出现的故障:当一相的电流接反, 导致电能表只计量1/3的电量, 少计了两相的电量。当两相电流接反时, 电能表倒走1/3的电量。当三相电流接反时, 电能表倒走一倍的电量。其相对应的检查方法是在不断开电路的情况下按顺序换接每相电流进出线接线端子导线, 同时认真观察电能表的转速或者脉冲是否变快, 如果变快了, 说明该相电流接反, 如果电能表的转速或者脉冲下降, 就说明该相电流没有接反。
(3) 经过电流互感器接入式三相四线电能表会出现电流互感器接反的接线错误。有一相接反了, 导致电能表慢2/3, 有两相接反, 导致电能表会倒转1/3, 有三相接反时直接导致电表倒转一倍。这类接线错误的检查方法是:首先停电, 之后检查互感器进线侧和出现侧 (p1和p2) 并找出电流互感器的s1和s2, 查看电源进线是不是从p1侧进的, 电流互感器的S1和S2是不是和电能表的接线端子对应, 电压与电流接线端子相位是不是一致。
4 总结
在错误接线的检查中我们需要注意安全操作, 尤其是带电检查时, 要在互感器二次回路上进行操作, 一定要注意互感器二次千万不能开路, 电压互感器二次禁止短路。否则将会危及人身安全、损坏设备。为了用电计量的准确性, 工作人员要安全规范接线, 定期的进行检查是否有接线错误, 防止不法分子利用错误接线来窃电。
参考文献
[1]孙方汉.电能计量装置及其正误接线[M].北京:中国电力出版社, 2002.
[2]华永政.试论供电企业反窃电管理的几项措施[J].中国城市经济.2012 (12) .
[3]王月志.电能计量[M].北京:中国电力出版社.
接线分析 篇2
罗善聪
摘要：全球流行着这么一句话，世界经济看中国。近些年中国经济的崛起，使得人们对电力的依赖以及对供电可靠性的要求也越来越高，本文分析了影响10kV配电网可靠性的主要因素，并针对性的提出了相应的解决方案,使配网运行、建设、改造、管理工作趋向科学化。
关键词： 10KV配电网 可靠性 措施
一、引言近年来，伴随着中国电力发展步伐不断加快，中国电网也得到迅速发展，2011年，国电电力再创辉煌，全年累计完成发电量1496.04亿千瓦时，同比增长16.80%，作为供电设施的重要组成部分之一的lOkv配网线路，可靠运行是满足用电户用电质量的关键。由于10kV配电网的建设规划与投入等方面的原因，造成配电网运行的可靠性欠佳。如何提高10kV配电网运行的可靠性，减少停电事故的发生，是配电网优质服务水平的重要依据。因此，我们应当重视 10kV配网管理，应在实践中总结经验，要做好各方积极应用新技术、新设备，预防线路故障发生，提供可靠性的技术措施是保障电网的安全、经济和稳定运行的关键。
二、影响10KV配电网可靠运行的因素
影响供电可靠性的原因重要分为故障停电和非故障停电两大类。
（一）故障停电 1.线路方面的因素
在影响配电网可靠性运行的原因中，线路故障是另一个重要因素。常见故障主要有线路非全相运行、瓷瓶闪络放电、断线、倒杆、短路、树害、接地等。小鸟在导线上筑窝、停留，会引发线路接地故障和短路事故；树枝脱落压倒、压断导线，造成线路故障；导线具有热胀冷缩的属性，外界气候变化会造成导线张力的变化，特别是在高温情况下，导线伸胀，从而弧垂变大，容易就为接地短路事故和交叉跨越处的放电事故提供了滋生土壤；配电线路上的跌落保险瓷体、瓷瓶因质量不达标，或表面和瓷裙内有污秽堆积，绝缘性能降低，在阴雨受潮或大雾天气就会发生闪络放电，甚至因瓷瓶击穿而发生接地故障。线路绝缘子破碎或者击穿则会引起lOkV系统单相接地，造成导线的烧断。
2.自然灾害方面的因素
自然灾害如雷电、台风、雨、雪、洪水等都是影响配电网供电可靠性的重要 因素，如2008年我国南方部分地区遭受了历史罕见的持续低温雨雪冰冻灾害，使得国家电网公司经营区域的2706万用户，南方电网经营区域内的642万户受到停电影响。2012年2月美国突遭暴风雪侵袭，湿雪压倒电线杆造成若干地区及数万用户停电。而雷电天气多发地段和多发季节出现电网线路故障可能性相应的也会提高。雷击事故的发生会产生绝缘子爆裂或击穿以及配变烧毁、断线等。台风的影响主要是可以吹倒杆塔，或者在配电网弧垂过大的情况下，可以引起碰线从而产生短路电流引发跳闸事故。洪涝灾害则容易冲蚀配电网拉线、杆塔基础，它还会引发山体滑坡，压倒电力设备设施。从而引发倒杆事故。对于关于提高10KV配电网可靠运行的探讨，自然灾害是必不可免的课题之一。
3.自动化水平设备及管理体系方面的因素 由于供电企业对新科技引进不足，配网系统还没有引进较为先进的自动化设备，lOkV配网的自动化建设只能说刚刚起步，其科技含量和自动化水平都很低，大多都是人工操作，这就延长了恢复供电的时间，对配网线路的监控方式还较为原始，不能及时保证对事故的处理效率，影响配网供电可靠性。而且现在供电企业新的管理方式还也没引进，对配网供电可靠性的管理上，还存在一定问题，没有较为健全的管理体制，不能有效激发全体员工的积极性和责任心。
4.人为方面的因素
人为方面的因素主要有：交通事故、偷盗用电设施等人为因素。例如近年来通信业的快速发展，各类管线通道的拥挤，使得许多通信光缆在未经供电部门允许的情况下，私自挂靠在电杆上。它们普遍存在着挂接不规范、私接乱拉、横跨道路且对地距离不足的问题，另一方面，由于它们直接固定在电杆上，给线路的正常检修带来了许多困难，这已对配电线路的安全运行构成了很大威胁;私自偷盗铁塔塔材，造成铁塔倾斜，不利于配电网的正常作业；盗窃公共电力设施造成停电事故，或者在电线附近放风筝，这些都容易导致短路故障或者跳闸。
（二）非故障停电
我国的经济在迅速的发展，电气检修也如火如荼地举行，它是提高电网设备健康水平，保证电网和设备安全可靠运行的有效手段；检修停电就会影响正常的生产或生活用电，无计划的停电更会给用户造成不应有的、有时是难以挽回的损失，也造成了供电公司与用户之间的矛盾。据资料显示，在许多经济发达的地区，总停电次数中的50％以上是计划停电，涵盖检修停电与工程停电在内。
三、提高10kV配电网可靠性的一些措施
1.强化对线路设备的巡视，保障10KV配电网供电可靠性，必须做好日常的风险防范工作，加强对配网线路的各种设备的检查巡视，及时发现可能的问题和故障，及时采取措施加以解决，防患未然，从而最大限度地减少停电事故发生。应当做好易发热部位的编号建档工作，按照缺陷的影响大小顺序进行检修，尽早消除可能的安全隐患；同时应当定期对线路设备进行检查，保障其各项性能都能够正常发挥，如定期对密封开关、变压器、接地电阻等设施进行监测，对防雷装置进行安全检查测试等。如果发现用户用电存在不安全因素，及时进行清除，杜绝由于用户不安全用电造成的事故。
2.及时处理因树木自然生长和房屋、栅栏影响线路安全运行；加强对脏污地段的清扫和监控，预防雨雪天气发生爬弧闪络；定期对多发雷区的检查，及时更换与补充避雷器，确保避雷器的良好运行。减少高压用户设备故障所引起的跳闸事故，应与用户签订设备防护协议，明确产权分界点；在高压用户设备进户杆上安装有过流装置的开关；定期对线路设备进行检查，保障其各项性能都能够正常发挥，如定期对密封开关、变压器、接地 电阻等设施进行监测，对防雷装置进行安全检查等。
3.改善现有的配网设备结构，通过科学合理的规划设计，建立一个合理、先进的配网系统，让配网的电源布局合理，并且提高配网互供能力，缩小城区供电半径，增设主干线路的分段开关，增设环网开关站等保护措施；农村线路实现线路之间的手拉手结构。这样有利于最大限度地缩小停电范围。增加变电所之间的联络线路，实行分段控制，更换导线截面，提高转供能力，从而达到少停电提高供电可靠性目的。提高停电检修合理性。加强停电的计划管理工作，实行综合停电，使变电、线路、业扩、农网改造等停电有机地结合起来。大力推广状态检修。电网是由众多设备组成的有机整体，设备通常具有一定的独立性，但它们彼此之间有着很强的依赖性。根据设备运行的健康状况来决定进行何种检修活动的检修方法，但基础和前提是对设备状态参数的检测和对设备各种信息的综合分析和判
断，并做出适当的检修决策，做到对设备“应修必修”，避免了传统计划检修的弊端。改善原有的旧设备，多采用现代的新式的设备，增加设备的负荷转移能力，配合上现代的计算机自动化技术，让配网能够实现故障自动判断、隔离等操作，就大大提高了人工操作的效率，保障了配网供电的可靠性。
4．加强企业管理，企业管理就像一条道轨，引领并规范着列车向目标前进，当没有道轨或道轨出了问题时，列车（企业）就会出现问题。为更好创建配电网，在电网初期设计的时候就要把握好各项资源的利用。配电网所使用的导线不仅必须符合国家和工程要求，还必须顺应实地情况来加以选择。材料的选择和资源配置都需要一个良好的企业管理体系。如果没有一个好的管理模式，那么再好再充足的资源都无法真正的用到配电网的创建中来，这样势必会给配电网可靠性的发展留下隐患。
四、结束语
影响10KV配电网供电可靠运行的因素很多，提高配电网供电可靠性是一项长期、艰巨的任务，保证lOKV配电网供电的可靠性是现如今电网改造和充分合理利用电力资源的必要条件，要提高lOkV配网供电可靠性，不仅需要一个优良的电网架构，还需要先进、科学、高效的管理，通过高效的管理在工作中不断发现问题不断改进问题，将理论和经验结合，才能切实提高10kV配网供电可靠性。参考文献
配电柜接线端子烧损及原因分析 篇3
摘 要：通过对配电柜接线端子烧损情况的分析发现，电源配电柜内的主接线端子通过的电流往往较大，容易发生发热烧损故障尤其是笼式接线端子发生烧损的事故比较频繁，其中笼式接线端子大多都是簧片式的笼式接线端子，下面对配电柜内电器元件接线端子以及笼式弹簧接线端子烧损的原因进行分析。
关键词：配电柜;接线端子;微处理器芯片
配电柜接线端子烧损故障情况主要有：电源转换柜二路主接线排U相笼式端子烧损、电源转换柜一路主接线排W相笼式端子烧损、电源转换柜二路主接线接触器U相进线端子烧损、电源转换柜二路主接线排W相笼式端子烧损、电源转换柜一路主接线排V相笼式端子烧损、电源转换柜一路主接线接触器V相进线端子烧损等故障。通过对配电柜接线端子烧损的研究分析，我们可以清楚的看出配电柜接线端子烧损主要是由于主接触器或空气开关接线端子烧损以及主线笼式接线端子烧损，这些部位的烧损极易造成一路或二路电路的相间短路，影响电网正常供电，对供电柜、供电线路以及电网供电安全产生严重的威胁。
1.配电柜的发展现状分析
配电柜是电动机控制中心的统称，使用在负荷比较分散、回路较少的场合;电动机控制中心用于负荷集中、回路较多的场合。针对当前机房配电容易发生单点故障的现状，很多配电系统都采用标准的网络机柜兼模块化结构设计，搭配丰富的选配件，可以根据机房的实际需要，为客户量身定制个性化的高可靠性产品。智能配电柜实时监控各输出分路的电流，并可设定各输出分路电流异常的预告警值，如16A开关，设定报警值为14A，则负载超过14A就报警，可预先发现故障或人为操作隐患，避免过载时，开关切断电源，造成整个机柜设备断电。另外输出分路选用热插拔断路器，具备取电相位的调整能力，轻松实现3相不平衡的灵活调整，也可在不断电的情况下，在线增加输出分路，进行开关更换。
2.配电柜接线端子烧损的原因
2.1电器元件接线端子发热烧损
导致一路、二路主接触器以及空气开关等相关电器元件发热、烧损的主要原因有两个。一个原因是一些外在因素（如大型车辆通过时路面振动）导致配电柜不断振动，使接线端子与电器元件间的联接松动，压紧力不断减小，造成接触电阻增加，在长期通电的过程中，容易造成电器元件接线端子的发热、烧损;另一个原因是接线端子与配线的导电体之间压接不良，造成接触电阻增加，在长期通电时，使电器元件的接线端子发热烧损。
2.2弹簧式接线端子的烧损原因
笼式弹簧接线端子有着结构紧凑且接线方便的特点，也正是由于笼式弹簧接线端子之间的紧密连接，在表面不容易发现笼式弹簧接线端子内部的烧损情况，容易造成比较严重的烧损，目前的配电柜内主干线的簧片式接线端子所接入的配线均采用的是16mm?的配线，这种簧片的弹力比较大，导致在配电柜接入配线时簧片的开启角度不够，造成配线的部分导电体没有完全压入弹片内，使导线的实际导电面积减小，在长期电流通过时产生异常升温现象。实验研究表明，金属导体会在高温下会因为遭受退火而导致机械强度下降。铜的温度在超过150℃时，铜的机械强度会急剧下降，从而导致导电体与簧片的接触压力减小，接触电阻增大，使簧片发热更加严重。另外，发热也会使导电体的接触表面发生强烈氧化，产生的电阻往往会比导体本身的电阻大很多（有的可以达到几十倍甚至更大）的氧化铜，大大增加了电阻的接触面积，使接触处的发热量剧增，并形成恶性循环，导致电柜接线端子与导体接触处松动、变形，严重时甚至会出现熔化现象。
3.配电柜烧损的预防措施
3.1正确使用笼式端子压接的方法
在操作时采用笼式端子配套的工具，如冷压钳、剥线钳以及螺丝刀等相应工具。线端的剥线长度按照各种端子的剥线要求执行，大批量剥线作业时可以采用自动剥线机，固定剥线长度。压线时应当严格按照操作规范进行，定期校验冷压工具。在实际操作中，发现笼式弹簧端子的簧片压住配线绝缘层的接线现象时，必须对该接线进行重新压接，并且必须保证配线导体进入簧片内的范围介于10mm到15mm之间，配线的部分导电体若存在未压入簧片内的情况必须对配线导电体进行重新压接。安装接线端子时，必须保证规格型号相匹配，安装后应当及时检查压接、安装是否到位。端子安装完工后加强对其检查，可以采用“一压二看三拉”的方法。一压是用手压住端子上的导线，二看是检查端子外面不露铜线，内部能够看到铜线，三拉是用一定力量（按照端子的线径和规格变化情况）拉导线，要求导线不能松脱。
3.2加强笼式端子的监测和控制
定期在库内按要求进行满负荷通电试验，并使用红外点温仪对配线端子的温度进行测量，保证配电端子升温符合相关要求。加强对配电柜内接线端子温度的监测和控制，一旦发现有升温现象，及时相应采取措施进行处理。加强对配电柜接线端子的日常静态检查，并定期对各个接线端子进行加固，尤其是配电柜的主干线的接线端子，应当对其施加预紧力，使接线端子保持紧固以及导线的导电体与各个接线端子接触良好。
3.3在配线上涂抹温度指示剂
在配电柜的各个接线端子处均涂抹温度指示剂，当涂抹有温度指示剂的接线端子处温度超过规定温度（一般是80℃）时，指示剂会明显变色且指示剂的变色不可逆，以便在初期及时发现接线端子以及电器元件的异常发热，能有效预防接线端子的烧损。把配电柜的门改为局部透明或全透明，一旦电器元件或接线端子异常发热，产生烟雾时，能够及时发现并处理。为了更好地预防配电柜接线端子的烧损可以将配电柜内10mm?以及以上的主配线原来采用的簧片压接方式改为螺旋拧紧式的笼式端子压接方式。
4.结束语
在配电柜的使用中，注意观察接线端子的状态，应当对主要的接线端子定期进行红外点温检查，发现问题应及时处理，并总结规律、积累经验。发挥接线端子的免维护性、抗震性以及操作简单的特点，提升配电柜的电气连接水平，保障供电线路的安全。
参考文献：
[1]樊金巧. 中心机房配电系统改造[J].软件导刊，2012
交流耐压试验现场接线分析 篇4
交流耐压试验是鉴定高压电气设备绝缘强度最有效和最直接的试验方法,但在试验中常遇到不正确接线造成的试验无法正常进行的情况。本文针对错误接线情况进行原理分析,为顺利进行交流耐压试验提供理论依据。
1 SF6高压断路器交流耐压试验
某变电站35kV断路器更新改造后进行交接耐压试验,电压升至30kV左右时有异常放电声响,于是退出试验电压。检查发现,机构箱端子排电流互感器二次绕组个别接线端子有放电痕迹。对其做短路接地处理后继续试验,加压到95kV,耐压1min,未见异常,试验成功。
由检查及处理情况知,断路器机构箱中电流互感器二次绕组未接地。如果电流互感器二次绕组未短路接地,或虽然短路或经低阻抗短接但未一端接地,那么在电流互感器一次绕组对二次绕组及二次绕组对地(壳)间将形成电容反比分压,使二次绕组承受较高试验电压而损坏二次绕组绝缘。电流互感器二次绕组未接地等值电路如图1所示,C1为断路器导电部分对二次绕组的电容(三相并联值),C2为二次绕组对地(金属外壳)电容(三相并联值)。进行耐压试验时,相当于在断路器对地间串入了二次绕组对地电容C2,从而使得试验电压重新按电容分压比进行分配。
对1台同型号断路器进行模拟试验。实测C1为54pF,C2为160pF(三相并联值),那么有:
式中,Us取30 kV。
试验时,使电流互感器二次绕组短路不接地,并在二次绕组引出线端子一端接静电电压表测量电压。当试验电压缓慢升至25kV时,二次绕组引出线端子处出现了放电声响,此时静电电压表测得的电压为5.5kV,但二次绕组绝缘未被击穿。
结论:在对内置有电流互感器的断路器进行交流耐压试验时,必须检查互感器的二次绕组是否短路接地,以使耐压试验顺利进行而不损坏二次绕阻绝缘。
因为试验多是在机构箱二次回路接线完毕,接上二次负载回路后进行的,负载阻抗很小,二次绕组相当于短路,且所有二次绕组一端已接地,所以预防性试验时,即使未短接二次绕组也可进行耐压试验。
2 变压器交流耐压试验
变压器的检修、定期试验需进行交流耐压试验,但在进行耐压试验时常出现试验人员对被试品等值回路不清楚或接线错误的情况,而这会损坏低压绕组绝缘。如,分别对高低压绕组进行对地(外壳)耐压试验时,未对非被试绕组进行短路接地;高压绕组对外壳耐压试验时,未对低压绕组间绝缘进行考核。这是因为电容传递效应造成低压绕组对地电位过高,超出了低压绕组的试验电压。如1台S9-10/50型10kV配电变压器,容量为50kVA,C1为1 030pF,C2为1 450pF,高压侧试验电压为30kV。变压器采用上述错误接法进行交流耐压试验时,低压绕组承受的电压按式(1)计算为12.45kV,远超2kV的低压绕组试验电压。
结论:变压器耐压试验应严格按高压对低压及外壳、低压对高压及外壳的试验方式进行接线;对于有外露铁心接地的变压器或干式变压器,应在铁心接地时进行耐压试验,否则会在铁心产生一个较高悬浮电位,损伤铁心对地绝缘。
3 35kV母线及隔离刀闸交流耐压
母线、隔离刀闸检修后或例行试验均需进行耐压试验。由于运行方式的原因,不完全停电的母线需由刀闸进行隔离,即刀闸一侧触头带电,而另一侧与所连设备一起进行耐压试验,如图2所示。
Ⅱ母运行、Ⅰ母耐压,母联刀闸两端分别承受运行电压和试验电压。若试验电压与运行电压同相,即加压位置试验电压与其对应端的运行电压同相,则隔离刀闸断口间承受的电压如图3所示,。
试验电压为A相,运行电压为B相,对B相刀闸进行耐压试验时,端口间电压如图4所示,。
由此可知,试验电压与运行电压不同相时,隔离刀闸两端承受的电压比试验电压还高,可造成放电危险,所以进行耐压试验时,试验电源与运行电压应同相位或在断口间加装绝缘隔板。
4 试验变压器低压绕组接线方式的影响
试验变压器是耐压试验的核心设备,使用不当也易造成绝缘损伤。一般情况下,试验变压器的高压绕组尾端经低压套管引出接外壳;2个低压绕组分别为励磁用低压绕组和测量绕组。试验时励磁用低压绕组加压,测量绕组接电压表,如图5所示。
2台试验变压器串级使用时应注意:
(1)第一级变压器高压绕组引出的抽头与第二级变压器励磁用低压绕组接线时极性要对应,否则会出现因2台变压器输出电压相减而导致总输出电压降低的情况。
(2)测量绕组不使用时应开路并一端接外壳。
对1台容量为5kVA,额定试验电压为50kV的试验变压器进行耐压试验,设高压绕组对测量绕组电容C1为650pF,C2为450pF,US为40kV,则由式(1)可得为23.6kV。由计算结果可知,若低压测量绕组不接外壳,则其端子上会产生远超其交流耐压值的电压,造成低压测量绕组绝缘损坏。第二级试验变压器正确接线图如图6所示。
5结束语
雕刻接线承包合同 篇5
甲方：XXXXXXXXXX有限公司
乙方：
身份证号：
经双方协商，甲方将雕刻接线承包给乙方，经甲乙双方平等友好协商，约定如下协议：
1、乙方自行组织具有熟练的技术工人，劳动关系由乙方负责，乙方必须自觉遵守《劳动法》相关法律法
规，保障员工合法权益，发生劳动关系纠纷由乙方自行合理、守法解决；
2、乙方应向甲方行政人事部提供所组织员工的名单资料，由甲方存档备案，人员变动需及时更新报备；
3、乙方及所组织的员工必须服从甲方厂规制度和管理安排，按工艺流程质量进行生产。乙方应做好员工的安全生产教育，承担安全生产责任，甲方提供宿舍一间，水电由乙方负责承担。若发生工伤事故由乙方组织处理，甲方给予必要的配合；
4、员工住宿及生活费用由乙方自行解决，甲方代为乙方所有员工购买商业团体意外保险，费用每月从加
工费中扣回（保险及伙食费每人扣除100元一个月）；
5、甲方提供工作场地，生产用电，生产用打磨片等其他消耗材料由甲方承担（以旧换新的方式从仓库开
单领取），生产工具由甲方提供，乙方负责保管，如有丢失由乙方赔偿；
6、乙方应服从甲方生产任务安排，并在甲方规定的时间内保质保量完成生产任务，不能影响甲方生产流
程和进度；
7、若质量问题或完工时间不符合甲方的要求，乙方应及时改进，否则甲方有权对乙方追索赔偿、处以经
济罚款、减扣加工费等适当处罚，若因产品质量问题，乙方发生返修工作时不再另外计价；
8、乙方生产加工费结算方法如下：
A，外单按当月生产完工的实际柜量计算；每个柜580元；（底于30柜/月，五人上班，3500元/人保
底。）
B，内单按实际完工的数量按工价计算（以外单的工价标准上浮20%）；
C，每个月另外补300元的管理费。
本协议自签订之日起有效期为壹年，若甲乙双方想终止本协议，必须提前两个月书面通知对方，乙方要确保工作交接完成并经甲方确认之后才能撤出。否则因此造成的损失由乙方负责。若承包期满乙方有权优先获得续约的权利。本协议一式两份，甲乙双方各执壹份，具有同等法律效力。
甲方：XXXXXXXXXXXXXXX有限公司乙方：
电话：电话：
代表：代表：
接线分析 篇6
关键词：发电厂；电气主接线；可靠性；比较分析
在电力系统中，电气主接线是一项极为重要的部分，它的可靠性关系到整个电力系统是否安全和稳定。那么发电厂电气主接线的可靠性的概念就是在既定的可靠性规范之下，依据相关指标，对发电厂的电气主接线完成有关可靠性的评估工作，这不仅对于电力系统的安全与稳定有着关键的作用，还对实现电力系统的经济运行有着极大的积极意义。任何发电厂主接线的优化与改善，都必须在保证整个发电厂在可靠性满足条件的基础上实施。那么，由此可见，可靠性的评估对于发电厂主接线的改进有着重要的意义，笔者就此对其可靠性进行了比较分析。
1.发电厂电气主接线的故障辐射力度
整个发电厂系统的可靠性计算和研究应该建立在元件故障的前提之上进行，也就是说发电厂的电气主接线并不是一个存在于电力系统中的一个孤立环节，而是与电力系统中的各个环节都有着密切的联系，包括电网负荷，或者是用电情况等等，都受到了它的影响。发电厂的电气主接线的重要功能在于，它是连接整个能源传送渠道的关节点，如果它发生了故障，将会直接影响到整个电力系统的稳定性与安全性。
发电厂电气主接线故障可以分为机组故障和开关站故障两种。机组故障会引起发电的出力不足，从而影响到电厂的供电功能，进而造成负荷损失和系统崩溃，最终的结果就是大面积停电。开关站故障分为两种情况，即机组解列和线路切除，从而影响到系统的联系，也会造成供电受限或者是大面积停电的后果。
2.发电厂电气主接线的可靠性指标
发电厂电气主接线的可靠性指标主要包括两个方面，其一是反映供电连续性，其二则是反映安全稳定运行。其中，前者的可靠性指标为两个，即输电线路的故障频率和输电线路的可用度；后者的可靠性指标也为两个，即N台发电机发生故障的概率为P1G和N条出线发生故障的概率PLG。由此可见，对于电力系统而言，发电厂机组与输电线路的故障对其正常运行有着不良的影响，还极易形成电压失稳。
3.状态空间法条件下发电厂电气主接线可靠性比较方法
所谓状态空间法，就是利用系统中各个元件与状态之间的转移模式和概率，并以马尔福模型为条件，对系统的可靠性指标进行确认。而对于发电厂电气主接线的可靠性分析来说，主要建立在网络拓扑结构之上，找到其中变化的元件，利用最小割集法进行分析。具体来说，就是假设一个最小割集S，设Ci 为最小割集，如果该最小割集中的元件全部发生异常，那么系统也会随之出现状况，所以，PF=P（S）。基于最小割集的复杂化，可以将其简单化，即把状态空间分为两个域，分别表示正常状态空间和故障状态空间，那么系统的故障频率就可以近似认为是故障空间内最小割集元素之和。
4.发电厂电气主接线的可靠性比較
4.1元件的可靠性数据
假设发电厂装机容量为150MW，线路的总长度设置为150m，那么元件的原始可靠性参数，就可以设置为PN：元件正常情况下的概率；PR：故障切除后修复状态的概率；PS：扩大型故障状况下的概率；PM计划中检修的概率，Pf断路器拒动时的概率。
4.2可靠性指标的计算
通过对以上列出的元件的可靠性指标，并赋予相应的数据，利用最小割集法，针对该发电厂的电气主接线进行可靠性评估和计算，从而得到各个负荷点的供电连续性指标，以及在运行当中的安全性指标。
4.3可靠性的比较分析
对于可靠性指标本身来说，尤其是在电厂电气主接线中，其3/2断路器接线的可靠性指标不管是在何种故障状态下都有着较高的可靠性，如单重故障、双重故障，与双母线的可靠性指标相比有着较强的优势，分析出现这种情况的原因为：
首先，对于双母线接线而言，多环路供电模式难以形成，它的回路供电则是仅仅由一台断路器提供，这种接线方式可靠性不高；3/2断路器则属于多环路供电的方式之一，称之为环网，它的回路供电由两台断路器提供，不管是电源的进线处，还是在负荷的出线处，都具有很好的可靠性能，即使是其中的一个断路器出线故障，供电也不会受到很大的影响。
其次，3/2断路器的接线隔离开关在使用过程中具有极大的便利性，它应用于电气设备的检修，在此过程中倒闸工作完全不需要进行，从而有效规避了操作失误而带来的危险；当出现事故情况时，此时的3/2断路器还起到了快速解决问题的作用；对于双母线的隔离开关来说，它的操作较为复杂，需要进行运行方式的改变，不可避免地要使用倒闸，事故发生概率提高，同时也不利于事故的处理与抢修，可靠性远远不及3/2断路器。
最后，在断路器的检修过程中，3/2断路器接线方式不需要进行改变，即旁路的操作；当出现故障时能够及时发现和快速解决，其工作的稳定性得到了很好的保证；而当检修过程中采用双母线的连接方式，就必须要进行旁路操作，如此一来，供电的可靠性大大降低。
5.结语
总而言之，整个电力系统的实际情况是我们在设计中必须要考虑的问题，发电厂电气主接线的选型就是据此进行，并且对电厂电气主接线做到科学合理地研究和分析，只有这样，才能让发电厂的主体地位在电力系统得以显现。因此，对于发电厂电气主接线选型以及接线形式的选择，其目标在于合理选型、提高可靠性、增大经济性，尽力实现发电厂电气经济性与可靠性的最优化。
参考文献：
[1]周志超，张焰.变电站供电可靠性的定量评估[J].电力系统及其自动化，2004，28（9）
[2]陈志杰.发电厂电气主接线可靠性研究与实践[J].今日科苑，2009（11）
电能计量装置异常接线处理分析 篇7
一、电能计量装置及错误接线类型
在电能计量装置中最主要的部分包括电能表、失压计时仪、互感器及附件和二次回路。对于电能计量装置的连接要及早的做出有关的分析和检测, 对可能出现的问题做好相应的预防, 一旦问题发生可以最快速度、最小损失的将其解决。以下将对几种较为常见的接线错误做以分析。
1 计量单相电路有功电能的错误接线
电能计量装置中的接线错误是时有发生的, 在这之中最常出现的错误的部分是计量单相电路有功电能。根据以往的实践经验, 这类问题出现的原因有两个, 第一个是相关工作者没有将电压钩连片连接到位, 第二个则是工作者以一只220V的单相电能表读数乘以2的方法对380V单相负载电能进行计量, 这一方式在一定程度上来讲并不是最为有效和规范的。
2 计量三相四线电路有功电能的错误接线
在计量三项西线这一有功电能中的连接错误一般分为以下几种。第一种是电压线圈的连接中途出现断线;第二种是运转过程中出现两台电流互感器接入电路的状况;第三种则是工作人员的计量方式的影响, 三相三线两元件的计量结果与实际情况是有一定出入的。
3 计量三相三线电路有功电能的错误接线
这类接线中容易出现的错误分为三类, 首先是电流端子进出线接反;再者是电压端子处的接线顺序发生错误;最后则是电压电流的相位没有一一对应。
二、电能计量装置要求
进行电能计量装置的安置, 最为直接的目的是对居民的用电量有一个较为详尽且准确的记载, 以免发生偷电、漏电等状况的发生。但在安置电能计量装置的过程中必须对以下几方面的要求有一个详细的了解。
第一, 电能表及其互感器的安装方面必须认真检查, 工作人员要对此负起责任, 对可能会发生的误差必须保证在规定的范围之内, 为电能表及其互感器的后续工作做好铺垫。
第二, 工作人员要对运行过程中的互感器和电表有一个较为详尽的对比和观察, 对于之中所发生的变化要认真记录, 确保其工作中的准确性。
第三, 在安置电能计量装置的工作中, 相关工作者必须对有关的铭牌数据、线路电压、电流、频率和相序等有一个一致的保持。
第四, 一般来说, 在进行电能计量装置的安置时, 要注意到铭牌上规定的额定值, 响应的电流、电压互感器的二次负载范围便有了较为明确的范围。
第五, 对于工作人员来说, 在工作过程中, 第一点需要考虑到的是对整个线路的真实状况有一个详细的了解, 之后根据实际来对接线做出合理的搭配。之后则是接线中所需要遵循最基本的部分, 就是依照相关的知识素养来保证接线正确。
三、电能计量装置的接线检查方法
1 停电检查
在对电能计量装置进行检查时, 会将电表关掉, 实施断电, 工作人员可以在这个时间段对接线的部分进行一定的检查。为确保实施过程的安全, 在进行此项工作前要认真做停电检查。
2 带电检查电压回路的情况
带电检查是在电表正常运行及工作的状态下进行的检查工作。这一过程中, 相关工作人员需要将检查的重点放在电压互感器的一、二次侧检查方面, 以此方式来判断两侧之间是否发生断线或者是错乱极性的状况。为了更好的对接线稳定性做出贴切的诊断, 一般会采用一只交流电压表对二次线间的电压的方式, 对电压值、接线方法以及二次负载数据做出详细记录。
3 带电检查电流回路的情况
为判断出三相三线两元件有功电能表电流回路中是否存在断线以及短路的状况, 相关工作人员通常情况下会以圆盘的转动为依据。第一步, 将一相和三相电压端子的引线断开, 若圆盘此时停止转动, 则可以证实断线或者短路的存在;第二步, 若在三相电压断开后才停止的圆盘转动, 则断线或短路的状况存在于三相回路中。需要注意的是, 这一验证方式使用的前提是要保证0.5的负载功率因素, 并且一般状况下一元件不可转动。
4 相量图法
相量图法的应用, 可以在负载不对称的情况下测出所需的电压、电流大小及其相位等因素, 同时据此绘制出相应的关系相量图, 为判断三相电能表接线状况, 可以结合相量图和实际负载状况对其做出判断。
4.1基本步骤
对于六角图的绘制有明确的规定和具体的操作方法。首先, 电能表电压端之间线电压的测量要保证测量值基本一致;然后, 是对二相电压端子位置的确认;再者, 测量电压相序, 根据此得来的数据对电能表的电压相别做出判断;最后, 依据以上测量得出的电压相许做出电压相量图。
4.2用六角图判断接线
运用六角图对接线进行判断已经是一种较为常见的方式, 相关工作者必须要对功率的方向、负载性质和功率因数的最大范围有较为详细的了解, 从而准确断定接线范围。这一工作过程中对于工作人员的要求是较高的, 不仅需要拥有基本的知识素养, 还需要具有一定的实践经验和素质, 才能够完好的将这一工作完成。
结语
综上所述, 现今电力企业对于电力检查的工作非常重视, 由此对相关的工作人员要求更高, 不单单要具备详细的理论知识, 而且还要具备检查电能并进行计量的工作素养。因为电能计量装置中的接线发生错误时, 会直接影响电力的正常使用, 并波及到整个用电区域, 所以对其的重视程度必须提升到一定高度。就此, 电力企业中的工作人员就承担了相当大的一部分责任, 要运用自身所具备的知识素养和操作素养来对电力进行详尽的检查, 避免发生接线错误的问题发生, 从根源处防治问题。
摘要：对于电力企业而言, 其最终环节中的电能计量装置在整体工作中占据着重要地位, 这一环节的工作质量直接关系到企业效益。而在实际应用中, 电能计量装置的连接会发生各种错误, 在本文中, 笔者依据自身经验对此做出了针对性的分析, 对电力企业的实际操作具有一定的指导性。
关键词：电能计量装置,安装,错误接线
参考文献
泵站主接线电气设计要点分析 篇8
1 泵站电源的连接方式
为确保泵站的电力供应, 其电力来源于周边110k V变电站, 使用LGJ-70型钢芯铝绞线, 变电站与泵站之间相距2.7km, 供电电压为35k V, 泵站工作时持续有功功率为6600k W, 需要与当地电力部门协商解决电力供应的问题。
2 泵站电气主接线设计
泵站电气主接线设计需要根据泵站实际接入电力系统的方式以及泵站的实际装机规模等因素共同决定。在泵站电气主接线的设计过程中需要遵照简单可靠、操作简便以及降低成本等的原则, 在原有的泵站供电系统中进行扩建, 实现“站变合一”的供电方式。在原有供电的基础场新增3台机组所配主电机, 其具体参数与原泵站所采用的主电机参数相同, 通过计算得出主变压器负荷侧电压等级为6.3k V。原泵k站采用的电气主接线为扩大单元接线的方式, 一回35k V供电电源进线经过高压隔离开关、高压计量装置与站用变压器、阀型避雷器等共用母线连接, 而后再将进线与高压隔离开关相连, 而后通过使用硬母线与主变压器和电压互感器直接相连。在主变压器的负荷侧通过使用硬母线与同步电动机直接相连。为给扩建后的泵站进行供电, 应当将泵站现有的电气主接线方式更改为联合扩大单元接线方式, 在保留原有泵站设备线路布置的基础上在顺进线方向上增加主变压器经过高压隔离开关这1组设备间隔, 这一设备间隔直接与原泵站的主变压器35k V电源侧单母线进行连接, 原有的两台主变压器采用并列布置的方式, 在新增加的3台泵电动机机组电源侧母线上接入干式强迫风冷站用变压器。在方案设计完成后发现, 所选用的电气设备体积过大, 从而设备在安装后无法满足高压电气设备布置和电气安全距离的要求。因此在原有的电气主接线方案上进行修改, 在原有接的主变压器更换为新型的节能型变压器, 并对其他的电气设备进行更新升级, 将5台电动机通过硬母线直接与主变压器的负荷侧进行连接。更改后的方案主接线方式更为简单, 适应性强、便于维护, 可靠性更高。不足之处是当变电站的进线或是母线出现故障时泵站将整体无法进行工作。
3 泵站中主要电气设备的选型
3.1 泵站中主电动机的选型
根据国际出台的关于泵站设计的相关规范中指出, 在泵站朱电动机的选择上主电动机的容量应当按照水泵运行时所出现的轴功率峰值进行选择, 并在轴功率峰值的基础上根据实际情况乘以1.05~1.1的系数。此泵站所选用的水泵在工作时的最大轴功率为1105k W, 电机与水泵之间的减速箱的传动效率为97%, 因此, 所选用的主动电动机的配套功率为以上三者相乘, 得出配套的主动的电动机的功率为1253k W, 因此, 选择主动电动机的额定容量为1250k W。
在我国的泵站中, 同步电动机或是异步电动机在泵站主动电动机中都有选用。在旧有的泵站中使用同步电动机较多。同步电动机与异步电动机的区别主要表现在以下几个方面: (1) 结构及其配置, 两个电动机的定子、绕组区别不大, 主要区别表现在转子上, 同步电动机的转子结构复杂造价较高, 从可靠性及成本方面考虑, 异步电动机是叫我优秀的选择。 (2) 功率因数特性。 (3) 转矩转速特性, 此特性需要结合泵站工作时外部的负载变化情况以及电源供电是否稳定进行考虑, 同步电动机的转速恒定不变, 而异步电动机的转速会随着负载发生变化。 (4) 电机的工作效率, 同步电动机的工作效率要低于异步电动机。在进行主动电动机的选择时, 需要结合各种实际的情况进行综合考虑, 突出泵站的实际情况, 找出关键点, 并依据关键点来进行主动电动机的选取。
3.2 泵站用电接线
在泵站用电接线的设计中需要满足泵站的运行和检修需求, 其变压器容量应当根据可能出现的最大泵站负荷进行选取, 通过计算泵站的用电负荷为416k VA, 因此, 选用2台400k VA油浸自冷变压器互为热备用。在主电路上使用35k V接入到1号400k VA变压器作为主进线, 同时在另一路上接入10k V的电源作为备用电源, 2台变压器0.4k V侧都有接空开入单母线接线, 两者之间互为热备用。在两个变压器之间设置互锁和自动启用装置, 确保安全和能及时进行切换。通过引入10k V电源的供电方式可以有效的避免泵站主机组的停机。在泵站所使用的变压电源中分别引自主变35k V和6k V侧两段母线, 通常采用的是Y, yn12和D, yn11的接线组别。
3.3 做好泵站电气设计中的过电压保护接地
在泵站的电气设计中应当注意泵站需要注意防雷设计。为避免雷电波所产生的高电压破坏电气设备, 需要在主变压器35k V母线侧和6k V侧母线PT柜内分别加装一组氧化锌避雷器做好对于电气设备的保护。同时, 还应当在每一个真空断路器负荷侧都加装氧化锌避雷器等过电压保护装置, 防止其因故障和正常操作时过电压击穿电气设备和高压同步电动机绝缘。在泵站的电气设计中应当采用国内联合接地方式。
结语
泵站的电气主接线设计是一项复杂的工程, 本文结合某一泵站实例对泵站电气主接线设计中应当注意的问题进行了分析阐述。
摘要：随着我国经济的快速发展, 对于水利设施的投入越来越多, 促进了我国水利设施的建设。泵站是水利工程中的重要组成部分, 其主要功用是为根据需要提供一定压力与流量的水流, 根据使用功能的不同可以将泵站分为污水、雨水与河水泵站。在泵站的建设过程中除了需要做好泵站中各种泵、电机等的配套选型外, 还需要做好泵站的电气主接线的设计工作, 确保泵站的电力供应。本文将结合某一泵站来介绍泵站主接线设计中的注意要点。
关键词：泵站,主接线设计,注意要点
参考文献
[1]申娟娟, 等.泵站电机采用10k V线路直接供电的工程实例[J].水利水电工程设计, 2005 (04) .
[2]钟丽新, 等.博斯腾湖东泵站电气主接线及主设备选型设计[J].水电站设计, 2006 (09) .
距离保护两种接线方式分析 篇9
将输电线路一端的电压、电流加到阻抗继电器中, 阻抗继电器反映的是它们的比值, 称之为阻抗继电器的测量阻抗Zm, 。如果阻抗继电器的测量阻抗能够准确地反映短路点到保护安装处的阻抗, 那么就等于反映了短路点到保护安装处的距离, 所以把这类以阻抗继电器为核心构成的反映输电线路一端电气量变化的保护称为距离保护。距离保护相对于电流保护来说, 其突出的优点是受运行方式变化的影响小[1]。但是当系统发生单相接地短路故障时, 若仅仅按上述公式进行计算将会得到错误的结果, 这时需要引入零序补偿系数才能保证测量阻抗正确反映短路点到保护安装处的距离, 本文分别对单相接地短路故障和相间短路故障时测量阻抗的取值进行分析。
1 短路时保护安装处电压计算的一般公式
在图1所示的系统中, 线路上K点发生短路。保护安装处的某相的相电压应该是短路点的该相电压与输电线路上该相的压降之和。而输电线路上该相的压降是该相上的正序、负序和零序压降之和。如果考虑到输电线路的正序阻抗等于负序阻抗, 则保护安装处相电压的计算公式为:
式中, φ为相, φ=A、B、C;为流过保护的该相的正序、负序、零序电流;Z1、Z2、Z0为短路点到保护安装处的正、负、零序阻抗;为短路点的该相电压;为输电线路上, 该相从短路点到保护安装处的电压降;K= (Z0-Z1) /3Z1, K定义为零序补偿系数。
保护安装处的相间电压可以认为是保护安装处的2个相电压之差。考虑到式 (1) 所示的相电压计算公式后, 保护安装处相间电压的计算公式为:
2 阻抗继电器的接线方式与零序补偿系数的关系
单相金属性短路时, 短路点的故障相电压为零, 。此时保护安装处的故障相电压为。为了使阻抗继电器的测量阻抗等于短路点到保护安装处的正序阻抗Z1, 对于保护接地短路的接地阻抗继电器而言, 加入继电器的电压应为故障相的相电压, 加入继电器的电流应为故障相的相电流与电流之和, 即接线方式为。这种接线方式通常称作带零序电流补偿的接线方式。在发生两相金属性接地短路和三相金属性短路时, 由于短路点的故障相电压为零, 。按这种接线方式构成的故障相上的阻抗继电器的测量阻抗也等于从短路点到保护安装处的正序阻抗Z1, 所以接地阻抗继电器可以保护各种接点短路和三相短路。在两相金属性短路时, 短路点的故障相电压虽不为零, 但短路点的两故障相的相间电压为零, 。此时保护安装处的两故障相的相间电压为。为了使阻抗继电器的测量阻抗等于短路点到保护安装处的正序阻抗Z1, 显然对保护相间短路的相间阻抗继电器而言, 加入继电器的电压应为两故障相的相间电压, 加入继电器的电流应为两故障相相电流之和, 即接线方式为。这种接线方式通常称作为零序接线方式。在发生两相金属性接地短路和三相金属性短路时, 短路点的两故障相的相间电压也为零, 。按这种接线方式构成的两故障相间上的阻抗继电器其测量阻抗也等于从短路点到保护安装处的正序阻抗Z1。所以相间阻抗继电器可以保护所有的相间故障, 这样, 上述这些阻抗继电器在它们各自保护的故障类型下, 只要发生的是金属性短路, 其测量阻抗都为Z1, 给整定计算带来了方便, 也满足了对阻抗继电器的要求。
3 算例分析
以RCS-941A为例, 整定距离保护以及零序补偿系数。假设某条110 kV线路的参数为:Z1=1.99+j5.89=6.16Ω、Z0=7.96+j17.67=19.38Ω, φ1=71°、φ0=66°。有相邻下级线路的联络线、220 k V站之间的110 kV联络线躲线末ZDZI=Kk×Zl, T1≤0.15 s (Kk≤0.7) 线路有T接变压器时, T1取0.15 s。若T1不可整定, 原则上亦不考虑定值按躲T接变变压器高压侧整定[2]。
距离保护定值整定计算如下:
我们必须根据接地距离元件在保护中的作用, 合理地选择零序补偿系数, 如果忽略互感影响或零序补偿系数取值不合理, 则在某些情况下, 会造成保护装置的不正确动作。在实际整定计算中, 线路阻抗若有实测参数, 零序补偿系数用实测参数计算, 若计算值>0.67, 则取0.67。对于距离Ⅰ、Ⅱ段躲变压器中低压侧整定时, 零序补偿系数仍按线路参数取。
4 结语
综上所述, 可以得到一个重要的结论:只要满足下述4个条件: (1) 发生的是金属性短路; (2) 从短路点到保护安装处之间的线路上没有其他的分支电流; (3) 阻抗继电器接线方式中的电流不为零; (4) 没有与从短路点到保护安装处之间的线路平行的其他线路互感的影响, 那么接在接地故障中故障相上的接地阻抗继电器, 其测量阻抗都是从短路点到保护安装处的正序阻抗Z1。如果是反方向短路则测量阻抗是-Z1。对于接在相间故障中2个故障相间上的相间阻抗继电器, 只要满足前3个条件其测量阻抗都是从短路点到保护安装处的正序阻抗Z1。如果是反方向短路则测量阻抗是-Z1。无论是正常运行下发生的各种短路, 还是非全相运行或系统振荡中发生的各种短路, 该结论都是正确的。
摘要：对距离保护中的带零序电流补偿的接线方式和零序接线方式进行了分析, 分析表明距离保护以接地阻抗继电器和相间阻抗继电器为核心, 可以保护各种短路故障。
关键词：接线方式,零序补偿系数,整定计算
参考文献
[1]庄洪波, 陈剑.零序补偿系数的意义及应用[J].湖南电力, 2005, 25 (3) :39～40
微动开关接线隐患分析及处理 篇10
微动开关常应用于电站柜内照明回路、电机储能回路、档位控制回路等,因其体积小,故易于安置。虽然它在保护中并未担任重要的角色,但由它引起的隐患却不可轻视。
1 微动开关常见错误连接方式
1.1 异极连接
负载异极连接形式如图1所示。负载分别接于微动开关触点的异极,正常使用时虽然不会出现问题,但在微动开关故障导致微动开关触点对角导通(如图2所示)时,将出现短路现象。
1.2 异种电源连接
微动开关出现交直流电源共存情况(如图3所示)时,微动开关故障可能导致交直流电源混联、直流系统接地。
2 故障实例
2.1 异极连接故障实例
某站10kV开关柜的装置电源和储能电源均为直流型,开关机构为VS1型。在该开关柜断路器合闸后、机构储能完毕时,储能电源及装置电源空开同时跳闸。
(1)检查电源。投上装置空开,断开储能空开开入后,检查储能电源,发现储能空开电源输入端正负电源正常,而电源正输出端无电,负输出端有正电。由此可知故障由正、负电源端短路导致。
(2)检查储能回路。储能回路包括电机储能回路、储能指示回路、未储能信号回路,储能回路图如图4所示。前两回路由储能电源空开供电,后一回路由装置电源空开供电。根据故障出现在储能完毕时,可判断故障点在储能指示回路和未储能信号回路。检查机构发现两回路共用一个微动开关,因此推断故障可能由微动开关引起。
(3)检查储能微动开关。图4中,储能指示回路与未储能信号回路共用微动开关,BM为装置电源,HM为储能电源,21-22为未储能信号回路用触点,13-14为储能指示回路用触点。开关未储能时,各回路未短路。在开关储能完毕时,储能位置挡板驱动微动开关驱动按钮,使微动开关可动弹簧动作。因微动开关内部故障,可动弹簧使14-21触头导通,故储能指示回路与未储能信号回路短路,装置电源空开与储能电源空开跳闸。
如图5所示,将微动开关负载接于同极性端后,在微动开关触点对角导通时,因回路均经过负载,故不会造成短路故障。
2.2 异种电源连接故障实例
在给某站新增的10kV箱式消弧变送交流电源时,站内直流系统发接地告警。
因在箱式消弧变交流总空开输出端监测到直流电压,故在排除误接线、电缆破损短路等情况后,判断是箱式变箱门位置微动开关故障。由于箱内自动照明回路与箱门打开闭锁合闸回路共用1DF、2DF、3DF微动开关(如图6所示),因此在微动开关故障导致其触点对角导通后,直流系统经交流系统的N线接地。
增加箱门位置微动开关21DF、22DF、23DF,用于箱门打开闭锁合闸回路(如图7所示),11DF、12DF、13DF微动开关用于箱内自动照明辅助回路,以此避免了异种电源连接的隐患。
3 结束语
第一个故障若在设备运行中出现,设备运行将失去保护,若不及时采取措施,甚至可能造成越级跳主变的重大事故;在第二个故障中,直流系统出现接地故障,可导致不可想象的结果。因此,在设备的日常维护检验中,应正确使用微动开关。
摘要：介绍微动开关接线存在的隐患,举例分析微动开关因接线造成的故障,并提出相应的整改方法。
关键词：微动开关,接线,对角导通
参考文献
[1]王坚敏.直流回路一点接地引起保护误动的实例分析[J].继电器,2003,31(S1):65-68
接线分析 篇11
关键词：电子式单相；电能表；防窃电原理；误接线
中图分类号：TM9334 文献标识码：A 文章编号：1006-8937（2016）32-0047-02
随着近年来窃电偷电现象的不断出现，相关电力研发部门随着实际状况出发经过不断的努力，最终研发出单相电子式防窃电电能表，在很大程度上的降低了偷电窃电现象发生率，然而相关供电部门的接线人员可能对于这种新型电能表不太了解，许多供电部门的接线人员长期受于一般电能表的接线概念所限制从而在进行新式电能表的安置过程中出现错误接线的现象，文章针对以上问题作出相关探讨
1 常见窃电方式
1.1 一火一地窃电
窃电人员通常会将一般单式电能表的零、火两条路线的接口对调，然后把家庭用电中的电器与电能表之间相接输电线进行接地，通过水管等方式进行输导，这样一来家庭电路中电器所用电量直接导入到地下，电器消耗电能经过电能表所显示为零，从而达到窃电的目的。
这种做法将用于保护接地线用作为零线，从而接地线上具有了较大的电压，达不到保护接地线所具备的功能，而一般情况下接地线直径都会较小零线直径，使用接地线进行供电会导致线路超负荷运行，情况严重会引发火灾，具有较高的安全隐患。
1.2 断零线窃电
断零线窃电是窃电人员使用最多的窃电手段，造成这一现象主要原因就是因为段零线窃电具体实施方法较为简单，窃电人员只需要中拔掉电能表内部所连接的零线，然后在零线的接口位置上插入火线代替就可，在把消耗电量的电器火线接口电流导入大地就窃电的整个过程就大致完成。用电电器所用的电流均没有通过零线返回电能表而是直接导入到大地，从而使得电能表失去计量电流能力。
2 电能表防窃电原理
众所周知，大部分的电能表中相、零线两条线路所受电流大小相同。单相电能表主要是通过感应电流计量的所计电能来进相关工作，如果用户采用电流回路短接等窃电手段进行窃电，一般的电能表均不能够准确感应到电流用量。
然而采用ADE7751式电能表能够持续的对相、零两线上所用电流进行实时监测。相线的检测主要是通过相关金属检验分流器来进行检测。零线是采用电流感应器进行相关检测。在ADE7751式电能表中具有两线路的电流检测转换器，对两条电路电流进行检测之后可以通过检测反映数据对其进行对比，如若发现两条电路之间的差距大于10%，电能表就会发出自动警示，新式电能表会自动选择数字较大的一组数据进行计量。如果新式电能表上两组数据对比之后两条线路之间的差距处在5%，则不会发出警示信号，新式电能表能够自动完成回路转换，从而能够将计量表上零线断开不过不影响工作。采用新式电能表能够很好的解决多数的窃电问题。
3 现场误接线分析
ADE7751式电能表的大致接线情况，如图1所示，根据图1中的接线序号能够准确的对每家每户居民用电进行计量，若是正常使用，无异常警示。
3.1 现场误接线第一种状况分析
将电能表中的三个计量表分别称为表A，表B，表C。如图2所示，其中1、3两个接线口分别作出进电处的相线与零线的接线口，2、4接线口作为计量表的出点处的相线与零线的接线口。通常状况下，计量表B的零线接线口接入在计量表A的出电处4接口处，而计量表C的零线接入在计量B的零线接入口处。
通过这种方式所连接的电能表与一般的电能表相比之下，其计量的准确率更高。一般情况下，传统感应机械表均是将3、4两个接口在电能表内部进行短接。而相对于防盗电电能表，如若用户C在进行常规用电，用户A与用户B具没用电，而计量表A、B就会错误的计量表C的电量使用情况，A、B两个用户的电量表均发出异常警示，表示用户A、B窃电。
如若接线失误也会导致这种情况出现，在计量表C正常计量而用户A与用户B都没用电，计量表C所受电流通过了电能表的互感器，计量表C准确的计量了用户C所用电量。而计量表所流电流另外也通过了计量表A与计量表B的互感器。这是计量表A与计量表B的感应器所流进的电流为0，电能表会自动读取零线感应器上数据，计量表A与计量表B同时计量了计量表C的数据，从而说明接线错误。
3.2 现场误接线第二种状况分析
此次调查对象中一栋居民楼的错误接线方法，如图3所示。通过这种三个用户共同接入在一个零线接口中，一般电量表中所计量数据不会产生错误，而如若是采用ADE7751式电量表就会产生错误计量。
通过这种误接线方式，三个计量表的接线顺序都没有错误，但是所有零线接线口都是公用在计量表的4接口处进行接入。如果三个计量表同时进行计量或只有单个计量表计量，计量表所計量的数据均是错误数据。
图中所示的误接线状况大多数情况都是开发商为节约成本导致的，通常情况下，计量表的有关线路的接口均是在用户家中，这种接线也是开发商为节省材料造成的，正常情况下，表计相线、零线出线均应放到各用户家中，而这种接线只是把相线放到每家用户，并不是所有导线均会分到每家每户，表计零线出1～2 m再接到一起按每单元一根零线共用，然后在总零线中引零线到各户，以达到节省电线的目的。每栋住宅楼元用户越多，楼层越高，就能够节约到更多的导线。最终造成计量表错误统计。
若是三个电能表的规格与其他地方都是一样，就可理解为，通常状况下，用户A，用户B，用户C所受的电流均不相等，即i1，i2，Xi3均不相等，因此，就无法满足i1=i1，i2=i2，i3=i3，所有计量表中相、零两条电路上的电流不等，这样就不符合计量表的计量标准，产生计量错误。由图可知，ic1=ic2=ic3=i1+i2+i3，通过这种误接线方式所有计量表的零线线路所受电流均是三台计量表零线电流相加，所以计量表在进行计量过程中会直接计量三台计量表相加书记，从而产生错误计量。
通过这种方法进行接线使用传统电能表不会产生误差，不过会使得AED7751式电能表的准确性有所下降。根据图3所示线路图，可以得出结论i1，i2，i3的数值是一样大的，也就相当于等于i1、i2、i3的总和。也就表现各个表直接表现的是三个用户的整体负载电流，远远高于相线电流，因而产生错误问题。
3.3 现场误接线第三种状况分析
当前发现接线错误中常见误接线方式的一种，如图4所示。接线方法为将输电零线中的计量表A与计量表C相互串联。最后将表C的4接口作出共同的出电口。这种接线也是把零线从前由图4可知，i1=i2=i3=i1+i2+i3，这种误接线方法会导致每台电能表所计量用户用电量都是三台计量表用电量的总和，从而造成电表计量上的很大失误
4 结 语
综合本文研究结果，现场误接线问题是导致ADE7751式电能表出现的主要问题，即如本次研究中的ADE7751芯片，则需要关注以下问题：
①接线方式，接线方式必须精确，即在保证不存在窃电问题时，则应当保证线路各路电流对等，同时运用相线电流进行计算，同时保证计算的准确性；
②三与四端子窃电出现短路时，相线的电流需远远高于零线等电流，同时应当自动选择相线电流进行计算，同样应当保证计量的精确性，而一与二端子窃电短路则反之；
③无法防止相、零两条线路同期短路引发的窃电问题；
④在计量表或者设备更换时，若采取ADE7751式电能表线，使用多个电能表进行并联接时，则应当对原先的公共零线接法进行改进，特别是对各家各户都应当设置一个零线，进而避免出现计量问题。
参考文献：
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[3] 秦军，潘晓君.对电能计量装置改造的技术措施[J].电测与仪表，2012，07
接线分析 篇12
目前, 220kV及以上电压等级的网架已形成, 110kV变电站的地位逐步演变成中间变电站和终端变电站。终端变电所又称受端变电所, 这类变电所接近负荷中心, 电能通过它分配给用户或下级配电所, 它直接与用户相关联, 是实现电能传递的关键环节。随着经济的迅速发展, 大型工厂用户迅速增多, 此类用户接入系统方案以及一次配电设施的建设与变电站接线方式的配合已成为十分重要环节。因此, 正确处理好各方面的关系, 全面分析相关影响因素, 合理确定用户侧主接线方案是十分必要的。本文以惠州供电局供电管辖范围内一个外资用户接线方式的优化为实例进行分析。
1 基本情况
该用户由某终端110kV站通过四回10kV线路供电, 厂内设高低压配电室, 装设17台共2万kV安容量变压器。因用户坚持其标准设计, 致使用户侧高压配电的10kV主结线在建设、设计时未采用分段结线方式, 存在明显不合理, 经过近几年运行情况看, 问题日益突出。
1.1 以下是该企业高压配电主结线和变电站连接的相关一次结线情况
1.2 变电站10kV主结线及负荷分配等情况
1.2.1 变电站方面
变电站装设2台4万kV安主变压器, 10kV配电主结线分I、II段母线, 设500母联开关, #1主变供电I段母线, 2#主变供电II段母线;正常运行方式为:500开关断开, I、II段母线分段运行。
1.2.2 出线及用户侧情况
用户侧10kV配电主结线为单母线, 通过四回线路接往变电站10kV I、II段母线, 1回路、2回路接I段母线, 3回路、4回路接II段母线, 用户侧配电室10kV母线接出17台负载变压器供全厂用电。
1.3 运行方式
1) 正常运行方式:1回路、2回路并列接入变电站I段母线运行, 3回路、4回路作备用。
2) 线路检修运行方式:当1回路、2回路需检修时, 通过用户与调度协调进行停电倒闸操作, 1回路、2回路退出运行转检修状态, 3回路、4回路投入运行。由于不能电磁环网, 倒闸操作过程将造成用户短时间的全停。同时, 由于1、2回路中, 单一回路带不起全部负荷。因此, 其中一回路检修, 就必须停一回路, 而转为3、4回路供电的运行方式。
3) 事故处理运行方式:当1回路、2回路发生故障跳闸时 (因单回路供不起全部负荷, 保护设连跳装置, 1回路故障将连跳2回路) , 用户需与调度联系, 转由3回路、4回路供。
2 该用户近年来运行情况及存在问题分析
2.1 运行方式不合理带来的问题
目前的方式在事故或检修这两种情况都将造成用户全停电的不利情况, 尤其是事故性处理。鉴于变电巡检中心的管理模式已逐步实现, 110kV变电站都将进入无人值班方式, 故障后恢复供电的操作时间也会有所增加。
2.2 负荷分布不合理引起的问题
该用户装设变压器达2万kVA, 正常使用按变压器容量80%计即1.6万kVA, 变电站二台主变正常按70%配置负荷的话, 2段母线分别配置负荷为:4万kVA×70%=2.8万k VA, 10kV I段母线除带该用户1.6万kVA全部负荷外, 仅剩1.2万k VA外供其他用户。当发生2.3所述的事故或检修这二种情况时, 该用户的1.6万kVA负荷将转由2#主变供电, 这时:1#主变将减载为2.8-1.6=1.2万kVA, 2#主变将增载为2.8+1.6=4.4万k VA, 将出现超载运行状态, 进而出现局部性错峰减载运行问题。
2.3 线路损耗大
由于不能电磁环网, 所以四回10kV线路不能同时运行。目前的正常运行方式是, 两回线路带负荷运行, 另两回线路 (热或冷) 备用。由于有两回线路被空置浪费, 无法发挥效益, 线路损耗增加 (后面具体分析) 。
3 解决方案及效果预期分析
3.1 解决方案及运行方式
1) 解决方案比较简单:采用单母分段接线方式——用户侧10kV母线分段, 加装母联分段开关即可;
2) 正常运行方式:联络开关断开, 母线分段运行, 四条线路均处于带电运行, 每条线路各带1/4负荷的方式;
3) 事故情况:在10kV线路保护完善时 (取消连跳, 增加横差保护) , 故障跳闸只跳四条线路中的一条线路, 用户完全可以不停电, 只进行故障处理就可以了;
4) 线路计划性检修情况一:一条线路检修时, 情况和上述故障跳闸情况类似, 也可做到不停电, 细节不再重述;
5) 线路计划性检修情况二:两条线路同时检修时, 转负荷操作过程对用户只须短时停50%负荷。而实际上, 两条线路同时检修的这种情况出现几率相对较低, 即使出现, 也较原来减少50%的停电范围, 优越性十分明显。
3.2 效果预期分析
1) 无论是正常运行方式或检修、故障处理, 变电站两台主变配置均处于合理范围:仍按原假设的70%配置负荷, 即两主变各带2.8万kVA。因用户1.6万kVA负荷由#1、#2主变各带50%, 即0.8万kVA。如果发生全转供后, 两台主变负荷也就处于2.8-0.8=2kVA、2.8+0.8=3.6kVA, 均不过载 (实际上这种几率因母线分段后已变得很小) 。而单条线路的计划或故障停电则仅发生同母线的二回线路负载的转供, 根本不影响两主变负荷分配, 也不影响用户供电, 因此供电可靠性和灵活性得到极大的提高。
2) 线损对比分析
对两回线路带负荷运行和四回线路带负荷运行进行线损定量比较分析: (由于该用户目前仍处于过渡期, 生产未完全进入正常状态, 实际运行数据代表性不强, 以下计算数据采用了一定的合理推算的数据) 。
设:总负荷电流为I, 每条线路电阻为R, 二回线路带负荷运行时的功率损耗为:ΔA1=I2 (R/2) ;
四线路同时带负荷运行时的功率线损为:ΔA2=2 (I/2) 2× (R/2) =I2 (R/2) /2=ΔA1/2, 损耗下降50%。
年度总损耗量分析:
正常运行情况的几个假设条件: (1) 该用户2万k VA变压器容量按负载率0.8计; (2) 企业24小时生产; (3) 月生产按26天计 (月休4天) ; (4) 10kV线损从一般情况1.4%降为0.7% (参照上述损耗下降50%计算) 。
正常月用电量为:20000×0.8×24×26=998.4万k W·h;
正常年用电量为:998.4万k W·h×12个月≈1.2亿k W·h;
减少线损总量为:1.2亿×0.7%=84万kW·h/年;
由此, 仅降损一项即可产生约60万元/每年的经济效益。
3) 单母分段运行后, 由于不存在电磁环网问题, 四回路带负荷的运行方式中, 每条线路负载率只有50%, 因此留有较大的负载空间, 故也为该厂留下进一步发展和扩容的余地。
3.3 厂方改造投资费用分析
根据一般经验, 在10kV单一母线中加装一个母联柜, 总费用可控制在20万元内, 与前面所述的仅线损一项节约的60万元/年比较, 投入回报率极为可观。
4 结论
大型外资企业, 对供电可靠性要求都比较高, 突发性的停电, 会对设备产生冲击、产品报废、管道堵塞、电脑及指挥控制系统瘫痪等问题, 损失非常大, 恢复正常生产的时间也会比较长。
由于用户容易在配电设计建设初期, 片面强调节省投资, 忽视了本身一次接线方式与变电站主结线的合理配合, 本文举例用户在经过实际运行后才意识到问题的严重性和复杂性, 带来不必要的损失。即使是有准备的计划性短时间全停电 (上述须全停的转供电操作) , 也必须要做出周密安排, 付出不小的代价, 更加体现出优化接线方式的重要性。
摘要：10kV专线用户的接线方式和变电站配合是否合理决定了网架结构、负荷分配和线路损耗等。合理的接线方式在运行中能灵活地适应系统的需求, 有利于提高供电可靠性和电压质量, 保证客户设备经济、稳定的运行。本文以一个10kV专线用户为例, 从运行技术角度出发, 结合相关理论数据, 分析该用户因不合理接线方式引起的一系列问题, 并对其现状和整改方案进行技术性论证比较, 分析提出了解决方案。
关键词：接线方式,负荷分配,可靠性,线损
参考文献